Descubrimiento de problemas ocultos con una auditoría de rendimiento térmico
Recomendar puntos de acción y cuantificar su impacto
- Objetivos
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- Reducción del rendimiento térmico
- Aumento de la generación de energía
- Aumento de la producción de vapor
- Sectores
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- Generación de energía
- Activo
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- Turbinas de gas pesadas
- Turbinas de vapor
- Ubicación
- Medio Oeste, A NOSOTROS
El desafío
Cómo identificar un problema de pérdida de energía
El mercado de generación de energía se está volviendo más competitivo. Nunca ha sido más importante asegurarse de obtener el mejor rendimiento de su planta. Pero ¿cómo puede estar seguro de aprovechar al máximo todos los activos de su planta?
Si es un operador experimentado, es posible que pueda detectar una disminución fraccional en la producción de la planta. Pero es muy difícil identificarla en condiciones ambientales cambiantes. Y determinar la causa raíz es aún más difícil: puede haber problemas ocultos en juego.
Esa era exactamente la situación de nuestro cliente, una planta eléctrica de ciclo combinado 4x2 en el Medio Oeste de Estados Unidos.
Estábamos proporcionando un seguimiento remoto a través de nuestro sistema de diagnóstico y salud de la planta (PHD Advance). Eso nos permitió alertar a nuestros ingenieros y a la planta sobre el rendimiento de la misma. La potencia de salida se había reducido en unos 2,5 MW y se estaba degradando a un ritmo más rápido de lo esperado.
Sin embargo, la pregunta que quedaba por responder era por qué. ¿Qué estaba provocando una caída tan pronunciada del rendimiento?
La solución
Identificación de los problemas, las acciones y el impacto
Descubrir la causa del problema de rendimiento no era la única preocupación, porque cuando su planta sufre una pérdida de energía, no solo desea identificar la causa, sino también saber qué puede hacer para solucionarla y si la solución propuesta realmente tiene sentido desde el punto de vista financiero...
Es por eso que nuestro cliente nos contrató para realizar una Auditoría de Desempeño Térmico.
En lugar de centrarnos únicamente en el rendimiento de la turbina de gas, realizamos un análisis profundo de toda la planta. Nuestros ingenieros experimentados comparan cada sistema con los datos de rendimiento de los fabricantes de equipos originales y las expectativas de la industria. Este enfoque holístico nos permite considerar los efectos secundarios de las posibles medidas correctivas.
Aquí, uno de los problemas que pudimos identificar fue un problema con la temperatura de enfriamiento del sistema de nebulización de entrada.
El sistema de nebulización era básicamente independiente de cualquier control del resto de la planta. No estaba vinculado al historial de la planta y los datos operativos no eran de fácil acceso. Por lo tanto, los operadores de la planta no tenían ninguna indicación de que allí hubiera un problema. No tenían forma de ver cómo el rendimiento del sistema de nebulización se comparaba con lo esperado.
Pero nos aseguramos de obtener datos meteorológicos de la zona circundante, como los del aeropuerto regional local. Esto indicó que el sistema de nebulización no estaba enfriando el aire de entrada tanto como debería y que su rendimiento era inconsistente en diferentes condiciones climáticas. Esto le estaba costando a la planta 3,5 MW y 72 Btu/kWh para cada una de las dos unidades afectadas.
También identificamos otros problemas. Para cada uno de ellos, no solo recomendamos una medida de acción, sino que también cuantificamos su posible impacto, tanto en términos de aumentos de energía previstos como de ahorros de costos previstos.
El impacto
Un camino cuantificado para ahorrar millones y recuperar MW
Pudimos recomendar una serie de medidas que podrían ahorrarle a la planta más de 3 millones de dólares al año. Entre ellas se incluyen:
Reducir la temperatura de enfriamiento del sistema de nebulización de entrada en 2 °F
- Esto permitiría recuperar 3,5 MW y 72 Btu/kWh para cada una de las dos unidades afectadas. Siguiendo nuestra recomendación,
Levantamiento de las restricciones de temperatura de combustión de conductos autoimpuestas
- Se podrían recuperar hasta 20 MW por unidad. Incluso una recuperación del 10% por unidad podría generar ingresos adicionales de más de 1,6 millones de dólares al año.
Reducir la temperatura entre 3 y 4 °F
- La temperatura actual estaba provocando que el condensador del generador de turbina de vapor no funcionara adecuadamente. La planta estaba perdiendo 1,3 MW y 9 Btu/kWh por unidad y, si no se hubiera abordado el problema, podría haber provocado una pérdida anual potencial de más de 600.000 dólares.
Adelantar un lavado con agua
- El rendimiento de la turbina se fue degradando lentamente durante la temporada pico de generación, lo que dio como resultado una pérdida de 2,0 MW y 200 Btu/kWh. Al realizar una breve interrupción para realizar el lavado con agua, la planta evitó pérdidas de generación por un valor de más de $300.000.
De este modo, no sólo sacamos a la luz dónde los sistemas de la planta tenían un rendimiento inferior al esperado, sino que nuestro análisis de ingeniería exhaustivo mostró el camino hacia un importante ahorro de costes.